張文平,李雙明 ,張金成 ,張彥儀,閔文宣

1.中國石化石油工程技術(shù)研究院有限公司,北京 102206;2.頁巖油氣富集機(jī)理與高效開發(fā)全國重點(diǎn)實驗室, 北京 102206

四川盆地頁巖氣資源豐富,地質(zhì)資源量為21.9×1012m3,深層(儲層垂深為3 500～4 500 m)頁巖氣資源量達(dá)11.3×1012m3,占比達(dá)51%,約是中淺層資源量的4.34倍[1-2]。中國石化深層、超深層(儲層垂深超過4 500 m)頁巖氣主要分布在威榮、永川、綦江(開發(fā)區(qū)),丁山—東溪(評價區(qū)),新場、井研—犍為、桂花—林灘場(突破區(qū))等區(qū)域,截至2022年底累計探明儲量達(dá)3 412×108m3[3]。

四川盆地內(nèi)深層頁巖氣普遍表現(xiàn)為超壓,壓力系數(shù)普遍在1.9～2.1(地層壓力系數(shù)低于1.2的為常壓頁巖氣,壓力系數(shù)高于1.2為超壓頁巖氣),盆地邊緣復(fù)雜構(gòu)造區(qū)則表現(xiàn)為常壓。中國石化常壓頁巖氣主要分布在東勝、白馬(開發(fā)區(qū)),紅星、武隆—道真(評價區(qū)),陽春溝、宜昌(突破區(qū))等區(qū)域,截至2022年底累計探明儲量2 061×108m3[4-5]。

目前已經(jīng)在涪陵、長寧等區(qū)塊實現(xiàn)了中淺層頁巖氣的經(jīng)濟(jì)效益開發(fā),形成了適用于中國山地環(huán)境與復(fù)雜地質(zhì)構(gòu)造的中淺層頁巖氣優(yōu)質(zhì)鉆完井技術(shù)體系。與涪陵頁巖氣田等中淺層頁巖氣勘探開發(fā)相比,深層頁巖氣埋藏深、構(gòu)造復(fù)雜、壓力體系多變,鉆井提速難;儲層可壓性差、體積改造難,規(guī)模效益開發(fā)難度大。如何提高鉆完井效率、降低鉆完井成本,是實現(xiàn)深層頁巖氣經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)最大的挑戰(zhàn)[6-7]。經(jīng)過多年攻關(guān),以威榮和永川為代表的深層超壓頁巖氣、以南川和白馬為代表的深層常壓頁巖氣已進(jìn)入商業(yè)開發(fā)階段。丁山—東溪—新場、陽春溝、紅星為代表的深層頁巖氣陸續(xù)實現(xiàn)了勘探突破,深層頁巖氣經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)呈現(xiàn)蓬勃發(fā)展態(tài)勢[8-9]。

本文總結(jié)分析了國內(nèi)外深層頁巖氣鉆完井技術(shù),梳理了國內(nèi)外在深層頁巖氣鉆完井技術(shù)方面取得的新進(jìn)展,提出了存在的問題及發(fā)展建議,以期為深層頁巖氣高效開發(fā)提供指導(dǎo)和借鑒。

1 國外頁巖氣工程技術(shù)新進(jìn)展

以美國Eagle Ford、Haynesville 和Cana Woodford區(qū)塊為代表的國外深層頁巖氣開發(fā)形成了成熟的優(yōu)快鉆完井技術(shù)體系,且伴隨技術(shù)的不斷進(jìn)步,機(jī)械鉆速、鉆井周期、鉆井成本、壓裂強(qiáng)度和產(chǎn)量不斷刷新紀(jì)錄。

1.1 深層頁巖氣鉆井工程技術(shù)

北美地區(qū)Eagle Ford、Haynesville、Cana Woodford等3個區(qū)塊深層頁巖氣實現(xiàn)了有效開發(fā)。水平段長度由2013年以前的1 500 m逐步提升至3 000 m以上,鉆井周期可控制在35 d以內(nèi),水平井成井成本6～10百萬美元(表1)[10-13]。

表1 北美頁巖氣工程概況

1.1.1 超長水平井水平段不斷延長,鉆井周期不斷縮短,建井成本持續(xù)下降

超長水平井技術(shù)在北美普遍應(yīng)用于非常規(guī)區(qū)域,通過大幅延長水平段長度,可以有效降低所需井?dāng)?shù)和開發(fā)成本,提高開發(fā)效益和單井最終采收率(EUR)。埋深較大的Delaware鉆井周期最長,從2011年的32 d逐年穩(wěn)步下降至2022年的20 d左右,水平段長度約從2011年的1 219 m穩(wěn)步增加至2022年的2 438 m,平均建井成本從2012年的6800$/m降低至2022年約3333$/m。目前北美四大非常規(guī)盆地中鉆井周期、成本均呈現(xiàn)穩(wěn)步減小,整體變化趨勢與Delaware基本一致,平均水平段長約3 000 m,最長水平段6 366 m,平均單井建井成本約4 000～7 000萬元(6～10百萬美元)。

1.1.2 超級一趟鉆鉆井技術(shù)得到廣泛應(yīng)用,鉆井效率大幅度提升

北美地區(qū)通過采用“高性能鉆頭+長壽命大扭矩螺桿”等技術(shù),一趟鉆完成3 048 m (10 000 ft) 長水平段鉆井已成常態(tài)化。當(dāng)前正在推行表層井段一趟鉆、余下井段一趟鉆的超級一趟鉆技術(shù)[14-15]。其中利用貝克休斯公司旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)和遠(yuǎn)程專家決策系統(tǒng)等,在二疊盆地創(chuàng)造了一趟鉆完成造斜段+水平段共6 215 m進(jìn)尺的世界最長紀(jì)錄、日進(jìn)尺2 038 m的世界最快鉆井紀(jì)錄。Eagle Ford頁巖區(qū)塊應(yīng)用高造斜率旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng),一趟鉆完成進(jìn)尺3 278 m,實現(xiàn)二開“直井段+斜井段+水平段”一趟鉆。

1.1.3 鉆機(jī)實現(xiàn)自動化智能化,配套設(shè)備不斷強(qiáng)化,鉆井能力持續(xù)提升

為了適應(yīng)頁巖氣井工廠長水平段和“一趟鉆”鉆井作業(yè),強(qiáng)化參數(shù)鉆井,對鉆機(jī)的移動系統(tǒng)、高性能泥漿泵、高功率頂驅(qū)系統(tǒng)以及鉆機(jī)排管能力等進(jìn)行升級,鉆機(jī)自動化和智能化水平不斷提升[16-17]。頁巖油氣入門級鉆機(jī)的標(biāo)準(zhǔn)為:AC全交流變頻電驅(qū)、2～3臺 1 500～2 000 hp雙燃料發(fā)電機(jī)(柴油/天然氣)、絞車1 500～2 000 hp、三臺1 600 hp泥漿泵、頂驅(qū)鉤載340～500 t、提升速度115 m/min、循環(huán)系統(tǒng)52 MPa。全負(fù)重步進(jìn)式鉆機(jī)可實現(xiàn)平臺間自主搬遷、72 h平臺間移動以及井底壓力、機(jī)械鉆速、泵壓和定向等精確自動化控制。通過裝備升級、強(qiáng)化參數(shù)及配套工具的完備,美國二疊盆地深層頁巖氣的井(井深5 580 m,水平段長2 400 m)最快3.5 d完鉆,1.95 d一趟鉆完成二開4 652 m進(jìn)尺。

1.1.4 鉆頭和螺桿等工具性能不斷提升,機(jī)械鉆速持續(xù)提高

Spear鉆頭(Smith)、Counter Force鉆頭(Ulterra)等定制化PDC鉆頭與導(dǎo)向工具一體化,大幅度提高了鉆頭的導(dǎo)向性、穩(wěn)定性和研磨性,使造斜段+水平段“一趟鉆”已成為常態(tài)。北美水平段超過3 000 m的井基本采用旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向完成,約占頁巖油氣井總數(shù)的40%,Marcellus、Utica等頁巖油氣區(qū)塊旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向應(yīng)用率達(dá)90%。斯倫貝謝的NeoSteer系統(tǒng)將推靠巴掌安裝在鉆頭上,極大提高了鉆頭的控制能力,較常規(guī)旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向系統(tǒng)大幅度縮短了推靠系統(tǒng)與鉆頭的距離,旋轉(zhuǎn)鉆進(jìn)工況下最大造斜率15°/30 m,機(jī)械鉆速從45 m/h速提高到64 m/h,一趟鉆完成直井段、高造斜率造斜段和長水平段鉆進(jìn)。隨動力節(jié)橡膠、萬向節(jié)及傳動軸承技術(shù)不斷發(fā)展,以斯倫貝謝DynaForce、BICO Beast為代表的大扭矩螺桿性能大幅提升,7LZ244螺桿最大扭矩達(dá)55 000 N·m,最大功率為608 kW。

1.1.5 數(shù)字化鉆井技術(shù)快速推廣應(yīng)用

國外油服企業(yè)通過動態(tài)接入鉆井實時數(shù)據(jù),基于互聯(lián)網(wǎng)技術(shù)和鉆井工程理論,深入分析鉆井過程系統(tǒng)行為,實時指導(dǎo)鉆井參數(shù)、井眼清潔、管柱受力、鉆井時效、破巖效率、定向等參數(shù)隨鉆優(yōu)化,“科學(xué)+經(jīng)驗”鉆井替代原有以“經(jīng)驗/主觀判斷”的鉆井施工[18]。Petrolink公司PetroVue摩阻扭矩在線分析系統(tǒng)、CORVA公司在線監(jiān)測系統(tǒng)等在北美地區(qū)快速推廣應(yīng)用。國民油井公司采用有線鉆桿將井下數(shù)據(jù)實時傳輸至地面,通過優(yōu)化算法來調(diào)整配置鉆井參數(shù),地面鉆壓從11.8 t提高到15.9 t(提高了約40%),機(jī)械鉆速增加了27.5%,鉆柱轉(zhuǎn)速從45～50 r/min提高到90 r/min。

1.1.6 鉆井液體系耐溫性能不斷提升,保障了鉆井施工順利實施

美國長水平井頁巖段鉆井多采用油基鉆井液,斯倫貝謝、哈里伯頓等多家公司形成了成熟的高溫油基鉆井液(260 ℃)、無土相油基鉆井液、恒流變合成基鉆井液等體系。隨著技術(shù)不斷進(jìn)步,環(huán)保低成本頁巖水基鉆井液應(yīng)用已越來越受到關(guān)注,其中具有代表性的是哈利伯頓公司研制的HYDROTM高性能水基鉆井液,不僅具有較好的流變性,還易生物降解。Schlumberger公司頁巖水基鉆井液在Haynesville地區(qū)進(jìn)行了成功應(yīng)用,儲層埋深3200～5 400 m,水平段長1 000～2 100 m,鉆井液密度1.80～2.0 g/cm3,井底最高溫度達(dá)204 ℃。

1.2 深層頁巖氣完井工程技術(shù)

與國內(nèi)深層頁巖氣相比,北美深層頁巖氣資源品質(zhì)好(厚度大,孔隙度、TOC含量和含氣性較高),可壓性好(應(yīng)力梯度小,兩向水平地應(yīng)力差異小),地表條件好(多為平原地區(qū)),實施體積改造的條件遠(yuǎn)好于國內(nèi)深層(表2)。Haynesville、EagleFord和Cana Woodford深層頁巖氣已實現(xiàn)了商業(yè)化開發(fā),但4 200 m以深頁巖氣井由于鉆井及壓裂成本高,近年來實施較少。

表2 典型深層頁巖區(qū)塊地質(zhì)特征參數(shù)對比

1.2.1 主體壓裂呈現(xiàn)“段長不斷縮短、用液強(qiáng)度和加砂強(qiáng)度不斷增大”趨勢

北美深層頁巖氣規(guī)模開發(fā)的區(qū)塊主要為Haynes-ville、Eagle Ford、Cana woodford。其中Haynesville,采用Φ114.3 mm—Φ139.7 mm套管完井,平均壓裂段長42 m,平均簇間距8 m,平均加砂強(qiáng)度6.12 t/m,平均用液強(qiáng)度50 m3/m,單井首年平均日產(chǎn)氣31.6×104m3,EUR為3.63×108m3。Eagle Ford區(qū)塊,垂深3 500～4 500 m水平井完鉆共1 976口,占比31.7%。近年來,段長從160.2 m減小至50.0 m,用液強(qiáng)度從7.8 m3/m增大至26.9 m3/m,加砂強(qiáng)度從0.75 t/m增大至4.03 t/m,深井平均單井EUR為1.26×108m3,比3 500 m以淺低27.5%。

1.2.2 壓裂工具以可溶橋塞為主,固井滑套應(yīng)用比例逐年增大

北美可溶橋塞基本具備了耐高溫(>200 ℃)、耐高壓差(>70 MPa)、耐腐蝕、完全可溶等特點(diǎn),可溶橋塞仍是主要分段工具,市場占比達(dá)70%以上。加拿大Compass公司研制的無限級固井滑套具有施工效率高、成本低的優(yōu)勢,應(yīng)用比例逐年增大,在北美Eagle Ford、Permian Basin、Montney等頁巖氣區(qū)塊應(yīng)用量已突破10 000段。

1.2.3 壓裂采用納米材料大幅度提高支撐劑的導(dǎo)流能力和滑溜水降阻性能

深層頁巖壓裂液仍以耐高溫滑溜水體系為主,支撐劑以石英砂和陶粒為主,近年來采用納米材料大幅度提高了支撐劑的導(dǎo)流能力和滑溜水降阻性能。使用多壁碳納米管纖維(MWNT)涂覆在帶有樹脂涂層的支撐劑上,其導(dǎo)流能力比沒有覆膜支撐劑的導(dǎo)流能力提高100%～244%[19],滑溜水壓裂液中添加高黏聚丙烯酰胺減阻劑FR-900,并添加納米乳液CND[18],既能保證壓裂液高黏攜砂性能,又達(dá)到很好的減阻效果。

1.2.4 同步分流壓裂施工技術(shù)在北美地區(qū)逐步應(yīng)用,大幅度降低壓裂施工成本

同步分流壓裂施工技術(shù)出現(xiàn)于2018年,到2020年已經(jīng)被越來越多的國際油服公司采納。1套車組同時壓裂2口井,壓裂過程中同時對其他井進(jìn)行射孔作業(yè),壓裂效率可達(dá)13段/d,大幅降低了壓裂成本,市場占比達(dá)8%以上。同步完成兩段壓裂作業(yè)的原理是單套壓裂車組采用大排量(19～29m3/min)同時對相鄰雙井供液(每口10～14m3/min),同步完成兩段電纜作業(yè),兩部電纜、吊車、電纜橋塞泵送設(shè)備,各自獨(dú)立對雙井同時進(jìn)行橋塞泵送和射孔作業(yè)。同步分流壓裂技術(shù)改善了井間縫網(wǎng)復(fù)雜度,抑制了縫長的越界延伸,降低了負(fù)面井間壓裂干擾幾率。

1.2.5 分布式光纖應(yīng)變監(jiān)測技術(shù)和密封井筒壓力監(jiān)測技術(shù)逐步成熟并得到應(yīng)用

殼牌公司開發(fā)了一種新型分布式光纖應(yīng)變監(jiān)測系統(tǒng)DSS-RFS[20-21],相比傳統(tǒng)光纖監(jiān)測技術(shù),分布式應(yīng)變監(jiān)測技術(shù)(DSS)采用光纖應(yīng)變來解釋裂縫,能夠獲取近井地帶的裂縫幾何參數(shù),該技術(shù)已逐步開展應(yīng)用,基本實現(xiàn)了近井裂縫的定量評價。Devon Energy開發(fā)的密封井筒壓力監(jiān)測技術(shù)SWPM,利用鄰井壓力波動來監(jiān)測裂縫擴(kuò)展,實現(xiàn)簇級實時監(jiān)測,不需要在井筒中下入工具,具有施工簡單、風(fēng)險低、可靠性高的特點(diǎn)。截至2022年6月,SWPM已在北美和南美盆地監(jiān)測了16 000多個壓裂段,結(jié)果已被光纖驗證,在簇間流入監(jiān)測、遠(yuǎn)場裂縫監(jiān)測、縫高縫長估計、閉合時間估計等方面可提供高精度的解釋。

1.2.6 排采技術(shù)向精細(xì)化和系列化發(fā)展,單井EUR逐步提升

北美頁巖氣區(qū)塊廣泛應(yīng)用電潛泵、柱塞氣舉、有桿泵等常規(guī)排采技術(shù),并研發(fā)出井下增壓系統(tǒng)(SCS)等增壓增產(chǎn)新技術(shù)[22],已形成不同生產(chǎn)階段系列排采技術(shù),單井EUR可提高30%～40%。北美頁巖氣排采工程技術(shù)已經(jīng)實現(xiàn)返排精細(xì)控壓(可精細(xì)到0.01 MPa/d),建立了全生命周期地層能量保持理念,與放壓排采相比,精細(xì)控壓的單井EUR可提高28%。

2 中國石化頁巖氣工程技術(shù)新進(jìn)展

中國深層頁巖氣與北美頁巖氣區(qū)塊相比,地面和地質(zhì)條件更加復(fù)雜。埋藏更深、地質(zhì)構(gòu)造更為活躍導(dǎo)致工程難度遠(yuǎn)超北美。通過多年攻關(guān)與實踐,中國石化在深層常壓鉆井和完井工程上取得系列新進(jìn)展,大幅推動了深層、常壓頁巖氣的經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)。

2.1 深層頁巖氣鉆井工程技術(shù)新進(jìn)展

2015—2019年威榮頁巖氣田進(jìn)入開發(fā)評價階段,2019年后開展兩期共30×108m3產(chǎn)能建設(shè),鉆井周期從初期100 d以上(2019年以前)降低至70.63 d(2022年),機(jī)械鉆速從5.01 m/h提高到9.1 m/h。涪陵頁巖氣田白馬區(qū)塊于2021年提交了千億方地質(zhì)儲量,鉆井周期已經(jīng)降低至61.2 d(2022年),機(jī)械鉆速提高到11.2 m/h。南川—武隆—彭水地區(qū)的深層、常壓頁巖氣區(qū)塊鉆井周期從2018年98 d鉆完井周期下降至2023年的52 d,機(jī)械鉆速從7.45 m/h增加到11.89 m/h。基本形成了“精細(xì)地質(zhì)描述+強(qiáng)化參數(shù)+定錄錄導(dǎo)一體化+高性能鉆井液”等技術(shù)為核心的技術(shù)體系[23-24],大幅度降低了鉆井成本。

2.1.1 深層頁巖氣鉆井地質(zhì)環(huán)境因素描述更加精細(xì)

深層頁巖氣地層層序多,可鉆性變化大,壓力體系復(fù)雜,井間干擾頻繁,地質(zhì)環(huán)境描述不精確會制約井身結(jié)構(gòu)優(yōu)化、鉆井提速工具優(yōu)選,引發(fā)井下復(fù)雜情況多發(fā)。建立了深層頁巖裂縫區(qū)滲透率變化的動態(tài)壓力分析技術(shù),揭示頁巖裂縫區(qū)對地層原始孔隙壓力的影響機(jī)制,提高了求取精度,深層、常壓頁巖氣的異常高壓裂縫地層孔隙壓力求取精度大于90%。同時基于地質(zhì)資料對難鉆地層可鉆性、研磨性剖面進(jìn)行精細(xì)刻畫,優(yōu)化鉆頭選型及鉆進(jìn)參數(shù)?；诘貙涌广@特性分布規(guī)律,提出了非平面齒+旋沖破巖方式,提高鉆頭破巖能力和工作的平穩(wěn)性,為鉆井方案優(yōu)化、鉆頭優(yōu)選提供了基礎(chǔ)支撐。

2.1.2 超長水平井鉆井具備4 km水平段長作業(yè)能力

超長水平井鉆井存在摩阻大、扭矩高、軌跡控制和井眼清潔難度大、鉆完井管柱下入困難、發(fā)生井下復(fù)雜風(fēng)險高的問題。通過地質(zhì)工程一體化技術(shù)集成應(yīng)用,形成了從超長水平井井位部署至完井的全過程超長水平井鉆井技術(shù)體系,包括地質(zhì)工程雙甜點(diǎn)評價、超長水平井延伸能力實時預(yù)測、低成本“定測錄導(dǎo)”一體化高效軌跡控制、降摩減阻、井眼清潔、套管安全下入、長效密封固井等技術(shù),超長水平井鉆完井技術(shù)體系在勝頁9、焦頁18平臺5口井進(jìn)行了先導(dǎo)試驗,機(jī)械鉆速、一趟鉆指標(biāo)顯著提升,4 000 m水平段水平井鉆完井周期控制在60 d以內(nèi)。其中焦頁18-S12HF井水平段4 286 m,水平段一趟鉆進(jìn)尺4 225 m,刷新了5項國內(nèi)頁巖氣水平井鉆完井紀(jì)錄。

2.1.3 鉆井裝備完成升級改造,滿足了強(qiáng)化鉆井參數(shù)需求,保障了“四提一降”工作順利完成

2019年前頁巖油氣工區(qū)鉆井裝備陳舊(平均新度0.37)、以35 MPa泥漿泵為主,大功率動力設(shè)備、高性能固控設(shè)備、高壓管匯缺乏,強(qiáng)化鉆井參數(shù)受限,提速提效迫切需求與鉆井設(shè)備無法滿足的矛盾突出。

通過廣泛調(diào)研和充分論證,結(jié)合現(xiàn)場實際需求和裝備制造水平,制定和執(zhí)行了中國石化鉆井裝備配套升級標(biāo)準(zhǔn)和方案,目前已經(jīng)全部配備了52 MPa高壓泥漿泵和高壓管匯,50型鉆機(jī)配備350 t以上頂驅(qū)、70型頂驅(qū)配備500 t以上頂驅(qū),部分鉆機(jī)配置了動力貓道、機(jī)械手、鐵鉆工等自動化裝備。截至2023年中加強(qiáng)型鉆機(jī)配置率達(dá)到100%。通過裝備升級,以威榮為代表的深層超壓頁巖氣三開鉆壓平均提高了50%、轉(zhuǎn)速提高了33%、排量提高了17%,機(jī)械鉆速近三年從6.99 m/h提高到9.1 m/h(提高了30%),全井鉆井周期從85.37 d降低到70.63d(降低了17%)。以白馬為代表的深層常壓頁巖氣水平段排量達(dá)到35 L/s(提高了25%),清砂轉(zhuǎn)速達(dá)到120 r/min(提高50%),機(jī)械鉆速從2019年前的6.8 m/h提高到11.2 m/h(提高了65%),鉆井周期從146.1 d降低到61.2 d(降低了58%)。

2.1.4 鉆頭、螺桿性能不斷提升,一趟鉆指標(biāo)不斷刷新

深層頁巖氣鉆井過程中,由于地層堅硬、軟硬交錯頻繁,PDC復(fù)合片綜合性能不足、大扭矩耐高溫、耐油長壽命螺桿鉆具缺乏是導(dǎo)致頻繁起下鉆的關(guān)鍵因素。中國石化石油機(jī)械股份有限公司設(shè)計了錐型齒、斧形齒、奔馳齒等系列個性化異形PDC齒、形成了自主脫鈷工藝、研選了螺桿鉆具高性能橡膠,使得鉆頭+螺桿+提速工具一體化服務(wù)質(zhì)量大幅度提升。當(dāng)前國內(nèi)異形齒PDC鉆頭設(shè)計能力進(jìn)步顯著,石化機(jī)械已初步完成3D至4D異型齒突破。江鉆自研KD Force超大扭矩螺桿鉆具,Φ244 mm最大扭矩達(dá)到57 595 N·m,Φ172 mm馬達(dá)扭矩達(dá)到24 902 N·m,相比BICO公司SSS馬達(dá)分別提高2 495 N·m和3 817 N·m。一體化提速服務(wù)創(chuàng)出系列指標(biāo),其中先鋒PDC鉆頭+大扭矩長壽命等壁厚螺桿”在勝頁4-3HF井3趟鉆完成全井4 335 m進(jìn)尺,全井鉆井周期18.58 d,刷新國內(nèi)頁巖氣水平井最短鉆井周期和南川頁巖氣全井起下鉆趟次最少的指標(biāo)紀(jì)錄。江鉆HiGes系列旋導(dǎo)PDC鉆頭在焦頁18-S12HF井水平段“一趟鉆”進(jìn)尺4 225 m,刷新國內(nèi)頁巖氣井水平段“一趟鉆”進(jìn)尺最長紀(jì)錄,實現(xiàn)了與旋導(dǎo)專配鉆頭的國產(chǎn)化。焦頁165-1HF井應(yīng)用Φ172 mm KD Force超大扭矩螺桿,創(chuàng)白馬區(qū)塊水平段一趟鉆進(jìn)尺最長2 144 m、機(jī)械鉆速最高15.65 m/h和三開鉆井周期最短16 d三項指標(biāo)。

2.1.5 長水平段軌跡導(dǎo)向和控制更加精準(zhǔn),儲層鉆遇率大于95%

深層頁巖地質(zhì)構(gòu)造復(fù)雜、微幅構(gòu)造多、標(biāo)志層不清晰導(dǎo)致鉆井過程中地質(zhì)預(yù)測偏差大。通過多年攻關(guān),中國石化形成了以威榮頁巖氣田為代表的“地質(zhì)建模+導(dǎo)向工具優(yōu)選+隨鉆伽馬+元素錄井”四位一體軌跡精細(xì)控制技術(shù)、以白馬為代表的“多套地震數(shù)據(jù)校正+定測錄導(dǎo)一體化導(dǎo)航信息平臺”的精準(zhǔn)地質(zhì)導(dǎo)向技術(shù)。在威榮深層超壓頁巖氣田實現(xiàn)地質(zhì)100%中靶,水平段優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率平均97.7%。白馬深層常壓頁巖氣水平段優(yōu)質(zhì)儲層鉆遇率達(dá)98.2%,常規(guī)導(dǎo)向工具使用率大于95%。

2.1.6 鉆井實時監(jiān)測與隨鉆優(yōu)化技術(shù)逐步成熟并投入使用

前期隨鉆施工優(yōu)化及風(fēng)險預(yù)警主要依靠工程師經(jīng)驗,對歷史大數(shù)據(jù)利用不充分,地區(qū)差異大。基于大數(shù)據(jù)、人工智能和優(yōu)化鉆井的理論,形成了可以實時動態(tài)模擬地層抗鉆特性、鉆具運(yùn)動狀態(tài)、井下流動和清潔狀態(tài)、機(jī)械鉆速和機(jī)械比能,進(jìn)行井下狀態(tài)動態(tài)分析、鉆井參數(shù)優(yōu)化和實時預(yù)警。相關(guān)成果在中國石化重點(diǎn)示范井丁頁2-1HF井應(yīng)用,進(jìn)行隨鉆參數(shù)優(yōu)化和井下復(fù)雜預(yù)警,機(jī)械鉆速提高10%以上。

2.1.7 鉆井液性能不斷提升,單井鉆井液成本大幅下降

超長水平井水平段長,摩阻扭矩大,井眼清潔效率低,易形成巖屑床,引起環(huán)空憋堵、井壁失穩(wěn)等復(fù)雜情況,對鉆井液抑制性、封堵防塌能力、攜巖能力和長期穩(wěn)定性要求更高。結(jié)合中國石化深層、常壓頁巖氣井的地質(zhì)和工程特征,形成了低黏高切、高溫高密度強(qiáng)封堵油基鉆井液自主體系,抗溫可達(dá)200 ℃、最高密度可達(dá)2.50 g/cm3。在涪陵、彭水、南川、威榮、永川、平橋等區(qū)塊廣泛應(yīng)用,單位進(jìn)尺油基鉆井液消耗量由初期的0.092 m3/m降低至0.07 m3/m,單井減少約40 m3。單井老漿循環(huán)利用量占比達(dá)40%～70%,成本降低約50%。

2.2 深層頁巖氣完井工程技術(shù)新進(jìn)展

2.2.1 4 500 m以淺頁巖體積改造壓裂技術(shù)體系基本成熟

深層地應(yīng)力高(>90 MPa),兩向應(yīng)力差大(>15 MPa),施工壓力高(100 MPa),加砂困難,體積改造難度大。壓后初期產(chǎn)量低,產(chǎn)量遞減快,穩(wěn)產(chǎn)能力差,規(guī)模開發(fā)難度較大。基于其改造難點(diǎn),建立了深層頁巖氣壓裂品質(zhì)評價方法和指標(biāo),揭示了深層頁巖復(fù)雜裂縫成縫機(jī)制,形成了密切割多段少簇+雙暫堵+大液量+強(qiáng)加砂二代深層頁巖氣體積壓裂技術(shù)和高壓施工“四控一防”質(zhì)量控制技術(shù)。主體工藝的應(yīng)用段長縮短至40～50 m,單段簇數(shù)3～4簇,單段暫堵2～3次,等孔徑射孔,主體排量16～18 m3/min,加砂強(qiáng)度3～4 t/m,用液強(qiáng)度50～65 m3/m,提高了丁山、東溪、新場等探區(qū)深層頁巖壓后網(wǎng)絡(luò)裂縫占比,多口4 000 m以深頁巖氣井測試產(chǎn)量超40×104m3/d。

2.2.2 形成了耐高溫高降阻一體化壓裂液體系

深層地應(yīng)力高、溫度高、壓裂液流動摩阻大,對滑溜水壓裂液攜砂和降阻性能提出更高要求。通過以丙烯酰胺為主體結(jié)構(gòu)單元,增加分子鏈長,嵌入鏈轉(zhuǎn)移劑,添加磺酸基耐溫抗鹽基團(tuán),使得減阻劑分子量達(dá)到1 000～1 200萬,溶解時間小于2 min,黏度實現(xiàn)1～100mPa·s實時可調(diào),耐溫150℃,在多口深層頁巖氣探井應(yīng)用,40/70目陶粒最大砂比18%(早期12%),現(xiàn)場降阻率達(dá)到80%以上。

2.2.3 研制了延時破裂趾端滑套及耐高溫高壓差可溶橋塞

深層頁巖水平段較長,首段采用連油射孔風(fēng)險大,費(fèi)用高,發(fā)明了破裂盤+限流閥延時結(jié)構(gòu)的趾端滑套,設(shè)計開啟壓力108～117 MPa,可精準(zhǔn)控制趾端滑套開啟,為深層頁巖氣井首段射孔提供支撐。已經(jīng)在多口深層頁巖氣井中投入應(yīng)用,平均單井節(jié)約費(fèi)用10～15萬元。發(fā)明了以高強(qiáng)度可溶金屬材料為基體,耐溫150 ℃、耐壓差75 MPa的全可溶橋塞,穩(wěn)定密封達(dá)24 h以上,3～7 d完全溶解,節(jié)省鉆塞時間5～7 d,大幅度提高了作業(yè)時效,在丁山、東溪、白馬等深層頁巖氣應(yīng)用100余井次,縮短了掃塞時間,平均單井節(jié)約10～25萬元。

2.2.4 形成了適合深層頁巖的微地震壓裂監(jiān)測技術(shù)

針對深層頁巖,埋藏深,監(jiān)測能量弱,采用放射狀的地面大陣列監(jiān)測,加強(qiáng)弱信號識別處理技術(shù),監(jiān)測效果顯著增強(qiáng),應(yīng)用了數(shù)十井次,為深層頁巖氣井壓裂參數(shù)調(diào)整提供了支撐。

3 存在問題及發(fā)展建議

3.1 存在問題

3.1.1 地質(zhì)復(fù)雜,構(gòu)造活躍、地應(yīng)力變化較大,工程難度大

四川盆地威榮—丁山等區(qū)塊陸相地層淺層氣和裂縫發(fā)育,漏失風(fēng)險大,井控風(fēng)險高;微幅構(gòu)造多,導(dǎo)向難度大。白馬區(qū)塊包含4個級次斷層,構(gòu)造高陡,變形較為強(qiáng)烈,斷裂發(fā)育,易發(fā)生井漏和套變。紅星區(qū)塊飛仙關(guān)組、長興組漏失嚴(yán)重,吳家坪組夾層多、微裂縫發(fā)育,井筒易失穩(wěn)。

3.1.2 鉆井井下復(fù)雜情況多,機(jī)械鉆速低、鉆井周期長,提速提效難度大

威榮、丁山區(qū)塊須家河、石牛欄等地層硬度高導(dǎo)致鉆頭吃入困難,研磨性強(qiáng)、抗壓強(qiáng)度變化大導(dǎo)致扭矩波動大、鉆頭失效快。裂縫氣發(fā)育,鉆井液密度高,井筒溫度高,漏溢同存,處理難度大,定向儀器故障多。紅星區(qū)塊三開段飛仙關(guān)組、長興組、吳家坪組漏失,油基鉆井液堵漏難度大、成本高、效果差。

3.1.3 提高EUR的壓裂技術(shù)還需持續(xù)提升

多個深層頁巖氣區(qū)塊壓裂后單井EUR不足0.8×108m3,距離規(guī)模效益開發(fā)還有較大差距。復(fù)雜構(gòu)造區(qū)由于斷層的影響,天然裂縫對地應(yīng)力場影響較大,裂縫復(fù)雜度較低,非對稱裂縫擴(kuò)展嚴(yán)重,凈壓力提升受限,壓后測試產(chǎn)量普遍不高。超深層頁巖氣井由于埋深更大,地應(yīng)力更高,在現(xiàn)有的裝備條件下,很難獲得高排量施工條件,獲得的凈壓力也較低,因此現(xiàn)有壓裂技術(shù)、材料和裝備能力應(yīng)對不足,復(fù)雜裂縫難以形成。

3.1.4 盆外常壓頁巖氣產(chǎn)量低,尚待實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)

武隆、道真、彭水等盆外常壓頁巖氣區(qū)塊豐度低,壓力系數(shù)低(0.8～1.1),試采產(chǎn)量低(2～3)×104m3/d,單井成本高(4 000～5 000萬元),實現(xiàn)規(guī)模效益開發(fā)還需持續(xù)攻關(guān)。

3.2 發(fā)展建議

3.2.1 強(qiáng)化地質(zhì)工程一體化基礎(chǔ)研究

針對深層頁巖氣地質(zhì)條件復(fù)雜的問題,強(qiáng)化地質(zhì)工程一體化技術(shù)研究[25],精準(zhǔn)刻畫地質(zhì)環(huán)境因素,科學(xué)指導(dǎo)鉆井及壓裂工程方案設(shè)計和現(xiàn)場施工?；诠こ虒嵺`和認(rèn)識及時更新地質(zhì)數(shù)據(jù),提高地質(zhì)預(yù)測精度。急需培養(yǎng)地質(zhì)工程一體化的專業(yè)人才隊伍,讓“地質(zhì)人員懂工程,工程人員曉地質(zhì)”。

3.2.2 強(qiáng)化鉆井提速提效技術(shù)攻關(guān)和集成應(yīng)用,固化成熟技術(shù)模板,不斷迭代升級

持續(xù)提升PDC鉆頭和螺桿鉆具的綜合性能,當(dāng)前國外螺桿使用壽命超過1 000 h,國產(chǎn)螺桿壽命約300 h左右,還需在螺桿材質(zhì)、結(jié)構(gòu)優(yōu)化上繼續(xù)攻關(guān),使螺桿壽命突破1 000 h。國產(chǎn)導(dǎo)向工具已經(jīng)實現(xiàn)了規(guī)?；a(chǎn)和應(yīng)用,但還需提升旋導(dǎo)、常規(guī)導(dǎo)向工具高溫環(huán)境下穩(wěn)定性和可靠性。油基鉆井液中堵漏難度大、成功率低,還需攻關(guān)油基鉆井液堵漏技術(shù)體系,提升油基鉆井液堵漏成功率。攻關(guān)頁巖油氣固井二界面一體化固結(jié)材料和工藝,提高深層頁巖氣井井筒完整性。形成重點(diǎn)區(qū)塊鉆井提速提效技術(shù)模板,加大成熟技術(shù)、示范技術(shù)推廣應(yīng)用力度。

3.2.3 試驗和推廣數(shù)據(jù)驅(qū)動下的隨鉆施工監(jiān)測、風(fēng)險預(yù)警和參數(shù)優(yōu)化等數(shù)智鉆井技術(shù)

提高井場數(shù)字化水平,加快推進(jìn)數(shù)據(jù)庫建設(shè),進(jìn)行智能優(yōu)化技術(shù)現(xiàn)場試驗和推廣,提高鉆井時效、降低鉆井風(fēng)險。

3.2.4 加強(qiáng)提高深層頁巖氣單井EUR壓裂技術(shù)研究,形成更優(yōu)化的第二代深層頁巖壓裂技術(shù)

建立深層頁巖地質(zhì)—油藏—壓裂一體化模型,協(xié)同研究壓裂參數(shù)對產(chǎn)能的影響,加強(qiáng)深層頁巖應(yīng)力敏感、悶井滲析特征與返排制度研究,構(gòu)建深層頁巖氣的返排模型及推薦方法,加強(qiáng)復(fù)雜構(gòu)造區(qū)深層凈壓力提升關(guān)鍵技術(shù)研究,促進(jìn)更大范圍的復(fù)雜縫網(wǎng)形成。

3.2.5 開展4 500～6 000 m超深頁巖氣體積壓裂技術(shù)攻關(guān)

開展高應(yīng)力差巖石變形及裂縫擴(kuò)展特征、窄壓力窗口復(fù)雜縫改造工藝技術(shù)和高閉合壓力裂縫長期導(dǎo)流機(jī)制技術(shù)攻關(guān),加快耐高溫更高降阻率壓裂液體系(降阻率85%～90%)、175 MPa井口及關(guān)鍵裝備等研發(fā),實現(xiàn)超深層頁巖氣大范圍體積改造,推動商業(yè)開發(fā)進(jìn)程。

3.2.6 持續(xù)開展盆外常壓頁巖氣鉆完井工藝技術(shù)攻關(guān),進(jìn)一步降本增效

盆外常壓頁巖氣產(chǎn)量相對較低,為確保開發(fā)效益,還需持續(xù)優(yōu)化井身結(jié)構(gòu)和鉆井工藝,優(yōu)化壓裂規(guī)模、工藝和液體配方,進(jìn)一步降低單井鉆井和壓裂成本。針對盆外壓力低、豐度低頁巖,通過開展壓裂技術(shù)、排采方式、儲層保護(hù)等提產(chǎn)機(jī)理研究,力爭EUR超過0.6×108m3。開展增凈壓工藝參數(shù)研究,促進(jìn)裂縫復(fù)雜,優(yōu)化支撐劑加量和悶井返排等措施,力爭單井試采日產(chǎn)量突破(4～5)×104m3。

3.2.7 研發(fā)智能光纖完井系統(tǒng)“可視化”監(jiān)測平臺

攻關(guān)基于分布式溫度傳感(DTS)、分布式聲學(xué)傳感(DAS)、分布式應(yīng)變傳感(DSS)的智能光纖完井技術(shù),研發(fā)高溫光纖光柵壓力、流量等新型傳感器,實現(xiàn)頁巖氣井壓裂、返排、生產(chǎn)全過程的“可視化”監(jiān)測,提高壓裂實施質(zhì)量控制水平。

3.2.8 在深層常壓頁巖氣中進(jìn)行多層立體開發(fā)超級井工廠模式探索

基于深層頁巖氣儲層厚度、豐度、可采儲量和單井EUR等參數(shù),評價實施多層立體開發(fā)超級井工廠模式的可行性與經(jīng)濟(jì)性。突破提升立體開發(fā)超級井工廠鉆井及壓裂優(yōu)化設(shè)計、超級一趟鉆鉆井工藝技術(shù)與配套、高性能鉆井液、同步分流壓裂等關(guān)鍵技術(shù),進(jìn)一步降低深層頁巖氣開發(fā)成本。

4 結(jié)論

(1)經(jīng)過多年發(fā)展,國內(nèi)已經(jīng)實現(xiàn)了深層常壓頁巖氣的經(jīng)濟(jì)效益開發(fā),基本形成了以低成本高性能油基鉆井液、強(qiáng)化鉆井參數(shù)、大扭矩螺桿、個性化鉆頭、長水平井精準(zhǔn)導(dǎo)向和高效控制、鉆井實時監(jiān)測與智能優(yōu)化技術(shù)為核心的深層頁巖氣長水平井高效鉆井技術(shù)體系,頁巖氣水平段最長達(dá)到4 386 m,最長一趟鉆進(jìn)尺達(dá)到4 225 m。

(2)與北美地區(qū)深層、常壓頁巖相比,國內(nèi)系列鉆井指標(biāo)還不夠高。其中螺桿壽命、旋轉(zhuǎn)導(dǎo)向工具穩(wěn)定性和可靠性、超級一趟鉆進(jìn)尺與比率、近鉆頭推靠工具等與國外存在一定差距,還需加大核心配套工具研發(fā),進(jìn)一步提高深層頁巖氣井的鉆井效率。

(3)由于無法滿足經(jīng)濟(jì)效益開發(fā)需求,北美地區(qū)較少開發(fā)4 200 m以深的深層頁巖氣。與國外深層頁巖氣壓裂技術(shù)相比,國內(nèi)已經(jīng)突破了4 700 m以淺深層頁巖氣體積壓裂技術(shù),形成了4 700 m以淺深層頁巖氣壓裂工藝技術(shù)、分段工具、主體材料和監(jiān)測技術(shù)體系。

(4)針對復(fù)雜構(gòu)造區(qū)深層和超深層頁巖,復(fù)雜裂縫形成難度大,還需進(jìn)一步完善裂縫擴(kuò)展機(jī)理,研發(fā)降阻性能更好的壓裂液體系和175 MPa壓裂裝備,突破4 700～6 000 m埋深頁巖氣井高效壓裂瓶頸。

致謝:在資料收集整理過程中得到了中國石化江漢油田分公司、西南油氣分公司、華東油氣分公司及中國石化石油工程技術(shù)服務(wù)有限公司大力相助,在論文編寫過程中得到了中國石化油田勘探開發(fā)事業(yè)部的相關(guān)專家和領(lǐng)導(dǎo)的大力支持,在此一并致以衷心感謝!

利益沖突聲明/Conflict of Interests

所有作者聲明不存在利益沖突。

All authors disclose no relevant conflict of interests.

作者貢獻(xiàn)/Authors’Contributions

張文平、李雙明、張金成均參與了論文的設(shè)計,張文平主持了鉆井部分寫作和修改,李雙明、張彥儀、閔文宣參與了完井部分寫作。所有作者均閱讀并同意最終稿件的提交。

The study was designed by ZHANG Wenping, LI Shuangming, and ZHANG Jincheng. The drilling engineering text was completed by ZHANG Wenping. The manuscript of completion engineering was drafted by LI Shuangming, ZHANG Yanyi and MIN Wenxuan. All the authors have read the last version of paper and consented for submission.